一種液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)技術(shù)方案

本實(shí)用新型專(zhuān)利技術(shù)公開(kāi)了一種液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)。它包括發(fā)電機(jī)構(gòu)、熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)、海水換熱機(jī)構(gòu)和液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)；發(fā)電機(jī)構(gòu)包括燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)；燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)的排煙管道與熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的煙氣入口相連通；海水換熱機(jī)構(gòu)包括熱介質(zhì)油/海水換熱器；熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的盤(pán)管與熱介質(zhì)/海水換熱器的管程相連通，且熱介質(zhì)油/海水換熱器的管程出口與熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的熱介質(zhì)入口相連通；液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)包括海水/液化天然氣換熱器；熱介質(zhì)油/海水換熱器的殼程與海水/液化天然氣換熱器的殼程相連通，海水/液化天然氣換熱器的管程與天然氣外輸管路相連通。本模塊化液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)可作為完全獨(dú)立系統(tǒng)，在無(wú)外界電源情況下可獨(dú)立運(yùn)行使用。（*該技術(shù)在2024年保護(hù)過(guò)期，可自由使用*）

【技術(shù)實(shí)現(xiàn)步驟摘要】

本技術(shù)涉及一種液化天然氣氣化系統(tǒng)，具體涉及一種液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)。
技術(shù)介紹
隨著我國(guó)天然氣市場(chǎng)的快速發(fā)展，天然氣在能源供應(yīng)中所占的比例迅速增加，天然氣供應(yīng)不足的矛盾越來(lái)越明顯。液化天然氣產(chǎn)量正以每年約12％的速度高速增長(zhǎng)，成為增長(zhǎng)最迅猛的能源行業(yè)之一。LNG接收站也掀起了建設(shè)熱潮，除常規(guī)陸地接收終端外，隨著新技術(shù)和特殊設(shè)備的不斷發(fā)展，涌現(xiàn)出了很多創(chuàng)新性設(shè)計(jì)概念。如利用浮式儲(chǔ)存再氣化裝置(FSRU)、模塊化接收終端、海上舊平臺(tái)改造等方式，這些裝置都是遠(yuǎn)離陸地的獨(dú)立單元，無(wú)法依靠外界能源供給。由于新模式的LNG接收終端通常遠(yuǎn)離陸地，其海水泵、LNG泵、BOG壓縮機(jī)等用電設(shè)備需要由發(fā)電機(jī)組直接供電。典型的燃?xì)馔钙揭话阒荒軌驅(qū)⑺娜剂夏芰康?8％～34％轉(zhuǎn)化為軸功率，其余部分的燃料能量則通過(guò)排氣或者熱輻射而損失掉，不但造成污染，同時(shí)也是能量的極大浪費(fèi)。天然氣發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生的高溫?zé)煔馔ㄟ^(guò)煙筒排出，在滿負(fù)荷工況下，煙氣溫度通常在300～450℃范圍內(nèi)。下游用戶利用LNG首先必須使其加熱氣化，氣化是一個(gè)吸熱過(guò)程，傳統(tǒng)的大型陸上接收站通常采用開(kāi)架式氣化器(ORV)或浸沒(méi)燃燒式氣化器(SCV)兩種氣化方式。其中浸沒(méi)燃燒式氣化器通過(guò)燃燒天然氣加熱水，LNG被熱水浴氣化，浸沒(méi)燃燒式氣化器需要消耗大量的天然氣，經(jīng)濟(jì)性差，通常只能作為備用設(shè)備；開(kāi)架式氣化器由于利用了自然界的熱量，是較為經(jīng)濟(jì)合理的氣化方式，但其需使用大量海水進(jìn)行氣化，海水泵的能耗較大，存在優(yōu)化空間。綜上所述，一方面燃?xì)馔钙脚欧诺母邷責(zé)煔庵械臒崮軟](méi)有得到利用，造成能源的浪費(fèi)，而另一方面LNG氣化又需要大量外部熱能，故此需要提出一種新型液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化裝置。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)思路
本技術(shù)的目的是提供一種液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)，本技術(shù)氣化系統(tǒng)利用余熱回收系統(tǒng)將燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的煙氣所含的熱量回收，利用其熱量間接氣化LNG，具有LNG氣化所需的海水量大大少于傳統(tǒng)的氣化方式，具有LNG氣化效率高、余熱回收效率高的特點(diǎn)。本技術(shù)所提供的液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)，包括發(fā)電機(jī)構(gòu)、熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)、海水換熱機(jī)構(gòu)和液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)；所述發(fā)電機(jī)構(gòu)包括燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)；所述燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)的排煙管道與所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的煙氣入口相連通；所述海水換熱機(jī)構(gòu)包括熱介質(zhì)油/海水換熱器；所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的盤(pán)管與所述熱介質(zhì)油/海水換熱器的管程相連通，且所述熱介質(zhì)油/海水換熱器的管程出口與所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的熱介質(zhì)入口相連通；所述液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)包括海水/液化天然氣換熱器；所述熱介質(zhì)油/海水換熱器的殼程與所述海水/液化天然氣換熱器的殼程相連通，所述海水/液化天然氣換熱器的管程與天然氣外輸管路相連通。所述的液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)中，所述燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)做功后排出的煙氣壓力降至大氣壓力進(jìn)入所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)中，煙氣中帶有大量可利用的熱能，通過(guò)熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)回收熱量。所述的液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)中，所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的熱介質(zhì)油入口端連接一熱介質(zhì)油循環(huán)泵；由所述燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)做功后產(chǎn)生的煙氣(300℃－450℃)與所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的盤(pán)管中的熱介質(zhì)油進(jìn)行換熱，換熱后無(wú)法利用的煙氣排放入大氣。所述的液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)中，所述氣化系統(tǒng)還包括一熱介質(zhì)油補(bǔ)充系統(tǒng)，所述熱介質(zhì)油補(bǔ)充系統(tǒng)包括依次連通的熱介質(zhì)油膨脹罐、熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵和熱介質(zhì)油儲(chǔ)罐；所述熱介質(zhì)膨脹罐與所述熱介質(zhì)油循環(huán)泵相連通；在熱介質(zhì)油泄漏導(dǎo)致流量不足或由于高溫氧化造成熱介質(zhì)油劣化變質(zhì)的情況下，可以通過(guò)所述熱介質(zhì)油補(bǔ)充系統(tǒng)進(jìn)行補(bǔ)充熱介質(zhì)。所述的液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)中，所述天然氣外輸管路與所述燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)的燃料氣入口相連通。所述的液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)中，所述天然氣外輸管路與所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的煙氣入口相連通。本技術(shù)液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)，熱介質(zhì)油由所述熱介質(zhì)油循環(huán)泵加壓到1MPa左右注入所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的盤(pán)管內(nèi)，換熱升溫到200℃以上與海水換熱，加熱海水，熱介質(zhì)油溫度下降到100℃左右后循環(huán)回到熱介質(zhì)油循環(huán)泵入口，由循環(huán)泵再次注入余熱回收單元內(nèi)盤(pán)管。被加熱的海水通過(guò)所述液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)，與LNG換熱，將低溫LNG(-160攝氏度)加熱到0攝氏度以上，通過(guò)所述天然氣外輸管道外輸至下游用戶。LNG氣化器也可采用傳統(tǒng)的開(kāi)架式氣化器或其他適合形式的換熱器。本技術(shù)具有如下有益效果：通過(guò)發(fā)電系統(tǒng)與LNG氣化系統(tǒng)相結(jié)合的模式，間距利用余熱回收單元回收發(fā)電系統(tǒng)的余熱作為L(zhǎng)NG氣化的熱源，即實(shí)現(xiàn)了能量的回收利用、解決了LNG儲(chǔ)存蒸發(fā)氣的利用問(wèn)題、提高天然氣利用總效率，又減少了LNG氣化所需的大量其他熱源流體的引入，同時(shí)可提供穩(wěn)定的電力供應(yīng)。本模塊化液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)可作為完全獨(dú)立系統(tǒng)，在無(wú)外界電源情況下可獨(dú)立運(yùn)行使用。附圖說(shuō)明圖1是本技術(shù)液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)的示意圖。圖中各標(biāo)記如下：1熱介質(zhì)油補(bǔ)充泵、2熱介質(zhì)油膨脹罐、3熱介質(zhì)油儲(chǔ)罐、4燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)、5熱介質(zhì)油循環(huán)泵、6熱介質(zhì)油余熱回收裝置、7熱介質(zhì)油/海水換熱器、8海水/液化天然氣換熱器。具體實(shí)施方式下面結(jié)合附圖對(duì)本技術(shù)做進(jìn)一步說(shuō)明，但本技術(shù)并不局限于以下實(shí)施例。如圖1所示，本技術(shù)液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)包括發(fā)電機(jī)構(gòu)、熱介質(zhì)油余熱回收裝置6、海水換熱機(jī)構(gòu)和液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)。本技術(shù)中，發(fā)電機(jī)構(gòu)包括燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4，燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4的排煙管道與熱介質(zhì)油余熱回收裝置6的煙氣入口相連通，以使燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4做功后排出的煙氣壓力降至大氣壓力進(jìn)入熱介質(zhì)油余熱回收裝置6中，煙氣中帶有大量可利用的熱能，通過(guò)熱介質(zhì)油余熱回收裝置6回收熱量。海水換熱機(jī)構(gòu)包括熱介質(zhì)油/海水換熱器7，熱介質(zhì)油余熱回收裝置6的盤(pán)管與熱介質(zhì)油/海水換熱器7的管程相連通，且熱介質(zhì)油/海水換熱器7的管程出口與熱介質(zhì)油余熱回收裝置6的熱介質(zhì)入口相連通。本技術(shù)中液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)包括海水/液化天然氣換熱器8，熱介質(zhì)油/海水換熱器7的殼程與海水/液化天然氣換熱器8的殼程相連通，利用熱介質(zhì)油對(duì)海水進(jìn)行加熱；海水/液化天然氣換熱器8的管程與天然氣外輸管路(圖中未標(biāo))相連通，實(shí)現(xiàn)了天然氣向下游用戶的外輸；并且，該天然氣外輸管路還分別與燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)4的燃料氣入本文檔來(lái)自技高網(wǎng)...

【技術(shù)保護(hù)點(diǎn)】
一種液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)，其特征在于：它包括發(fā)電機(jī)構(gòu)、熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)、海水換熱機(jī)構(gòu)和液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)；所述發(fā)電機(jī)構(gòu)包括燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)；所述燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)的排煙管道與所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的煙氣入口相連通；所述海水換熱機(jī)構(gòu)包括熱介質(zhì)油/海水換熱器；所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的盤(pán)管與所述熱介質(zhì)/海水換熱器的管程相連通，且所述熱介質(zhì)油/海水換熱器的管程出口與所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的熱介質(zhì)入口相連通；所述液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)包括海水/液化天然氣換熱器；所述熱介質(zhì)油/海水換熱器的殼程與所述海水/液化天然氣換熱器的殼程相連通，所述海水/液化天然氣換熱器的管程與天然氣外輸管路相連通。

【技術(shù)特征摘要】
1.一種液化天然氣自發(fā)電開(kāi)式氣化系統(tǒng)，其特征在于：它包括發(fā)電機(jī)構(gòu)、熱介
質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)、海水換熱機(jī)構(gòu)和液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)；
所述發(fā)電機(jī)構(gòu)包括燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)；所述燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)的排煙管道與所述熱介
質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的煙氣入口相連通；
所述海水換熱機(jī)構(gòu)包括熱介質(zhì)油/海水換熱器；所述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的盤(pán)管
與所述熱介質(zhì)/海水換熱器的管程相連通，且所述熱介質(zhì)油/海水換熱器的管程出口與所
述熱介質(zhì)油余熱回收機(jī)構(gòu)的熱介質(zhì)入口相連通；
所述液化天然氣氣化機(jī)構(gòu)包括海水/液化天然氣換熱器；所述熱介質(zhì)油/海水換熱
器的殼程與所述海水/液化天然氣換熱器的殼程相連通，所述海水/液化天然氣換熱器的

【專(zhuān)利技術(shù)屬性】
技術(shù)研發(fā)人員：陳峰，劉方，張晨，安東雨，屈長(zhǎng)龍，
申請(qǐng)(專(zhuān)利權(quán))人：中國(guó)海洋石油總公司，中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司，
類(lèi)型：新型
國(guó)別省市：北京;11